Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта Российский патент 2022 года по МПК E21B49/02 G01N33/24 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при проведении работ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

В нефтяной геологии существует много способов повышения нефтеотдачи пласта. Так, в группе гидродинамических методов выделяются такие приемы, как специализированный отбор технических жидкостей, изменение направления фильтрационных потоков и др. Из физико-химических методов активно применяется вытеснение нефти водными растворами. Разработаны также газовые, тепловые, микробиологические и другие методы. Нередко применяют комбинации различных методов.

Практическое применение этих методов часто встречается с большими трудностями и даже не дает желательных результатов из-за сложности процессов, происходящих в нефтяном коллекторе под их воздействием. Так, очень разнообразны фазовые переходы вещества, химические реакции с появлением сложных новообразований, капиллярные явления, процессы гравитационного расслоения и перемещения. Предвидеть результаты совместного влияния этих процессов в конкретных условиях нефтедобычи практически невозможно.

Важнейшим количественным показателем, который используется при оценке эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи, является расчет коэффициента извлечения нефти. Для этого расчета требуется использовать значительное количество показателей, которые для сложных нефтяных залежей часто определяются недостаточно надежно.

При решении проблем повышения эффективности нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов используются методы лабораторного моделирования с использованием образцов керна малого размера. Однако при оценке результатов экспериментов недостаточно полно учитываются возможности современной аналитической аппаратуры.

Среди этих методов в многочисленных статьях различных авторов характеризуются приемы рентгеновской томографии и электронной микроскопии при решении задач нефтяной геологии. При этом используются образцы керна. Однако в них не рассматривалась задача экспериментального обоснования выбора технического раствора с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Задачей данного изобретения является решение некоторых проблем повышения нефтеотдачи пластов с использованием лабораторных экспериментов с керном месторождения. Основными мероприятиями при подготовке и проведении экспериментов являются следующие.

1) выбор интервалов отбора керна скважин, характеризующих наиболее важные нефтеносные пласты;

2) проведение лабораторных экспериментов по воздействию нескольких рекомендуемых жидкостей на образцы керна;

3) применение при оценке результатов воздействия жидкостей на образец методов рентгеновской томографии и сканирующей электронной микроскопии;

4) использование оригинальных приемов обработки данных и интерпретации результатов рентгеновской томографии и электронной микроскопии;

5) в конечном итоге производится выбор одной из жидкостей для практического применения на основе сравнения результатов экспериментов.

В качестве близкого аналога может быть указано изобретение «Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна» (Российский патент 2019 г. по МПК G01N 13/2). Заявка 2018112528, 2018-04-06.

Патент RU 2682098 C1

Авторы: Галкин С.В., Ефимов А.А., Колычев И.Ю., Савицкий Я.В., Черепанов С.С.

Кроме того, довольно близким аналогом можно считать материал, приведенный в статье «Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения и освоения скважин», опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство», №6, 2020. С. 40-44.

Авторы: Гаршина О,В„ Казаков Д.А., Некрасова И.Л., Хвощин П.А., Предеин А.А., Казымов К.П., Жданов В.М., Осовецкий Б.М., Конесев Г.В.

Недостатком аналогов является нелостаточно высокое разрешение при использовании методов рентгеновской томографии, которые позволяют различать в образцах (трещины, поры) только пустоты размером более 25 мкм. Однако нередко преобладают в породе (особенно в аргиллитах) микротрещины и микропоры меньшего размера, которые существенно влияют на нефтеотдачу пластов. Только методы электронной микроскопии позволяют устранить этот недостаток, а совместное применение методов рентгеновской томографии и электронной микроскопии дают возможность оценить весь размерный спектр пустот и их изменение под влиянием внешних воздействий. Существенными признаками предлагаемого способа являются следующие.

1. Применение с целью повышения нефтеотдачи пласта экспериментальных лабораторных методов на опытных образцах керна.

2. Проведение экспериментов по воздействию выбранных жидкостей на образцы керна.

3. Использование современной аналитической аппаратуры (рентгеновского томографа и сканирующего электронного микроскопа) при изучении влияния жидкости на пустотное пространство и вещественный состав коллектора.

4. Использование принципиально новых алгоритмов и методов обработки данных рентгеновской томографии и электронной микроскопии для сопоставления результатов эксперимента.

5. Определение химического состава новообразований (выпадение вещества из раствора, результат химической реакции и т.д.), признаки растворения компонентов с применением микрозондового анализа.

6. Обобщение полученной информации с комплексной оценкой характера происходящих в породе изменений и рекомендация по выбору жидкости.

Повышение нефтеотдачи пластов с использованием предложенного способа достигается следующим образом.

1. Наиболее целесообразным является применение указанного способа при использовании на производстве гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. В этом случае на месторождении планируется проводить операции по вытеснению нефти из пласта различными растворами (водными растворами ПАВ, растворами полимеров, щелочными растворами или композициями химических реагентов) или растворителями.

2. Предложенный способ позволяет установить характер и уровень воздействия раствора на пласт по количественным данным изменения пористости и трещиноватости опытных образцов, степени воздействия растворов на легкорастворимые компоненты, роли процессов кольматации вещества в трещинах и т.д.

3. Выбор раствора для вытеснения нефти из пласта рекомендуется производить на основе сравнения полученных данных для каждой жидкости. По мере накопления информации на конкретных объектах вырабатываются оптимальные условия применения метода и соответствующие рекомендации для исполнителей.

Способ практически осуществляется в следующем порядке.

1. При изучении кернового материала нефтяного месторождения выбираются наиболее характерные прослои, из которых выпиливаются образцы размером 30×30 мм.

2. Образцы исследуются на рентгеновском томографе марки Nikon Metrology XT Н 225+180 LC с получением 2D-срезов и 3D-изображений.

3. Те же образцы помещаются на столик сканирующего электронного микроскопа марки JSM 6390LV, производится сканирование поверхности, выбор и фотографирование «опорных точек» (места сгущения трешин или пор).

4. Образцы помещаются в технологический раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживаются в нем в течение 20 дней.

5. После окончания эксперимента образцы вынимаются из раствора, просушиваются и последовательно изучаются в рентгеновском томографе и электронном микроскопе. Под электронным микроскопом исследуются участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определением химического состава новообразований микрозондовым методом.

6. Обрабатываются данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости (до и после эксперимента), а также определением количества трещин разного диапазона раскрытости.

7. Обрабатываются данные электронной микроскопии путем сравнения изображений участков «опорных точек», составлением таблиц химического состава новообразований.

8. Составляется общее заключение по результатам экспериментов и делается вывод о наиболее целесообразном выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта.

Примеры применения способа.

Для проверки эффективности предлагаемого метода был просмотрен керновый материал скважины, пробуренной в одном из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Были выбраны два интервала с тонкослоистым переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Из керна были выпилены два цилиндрических образца диаметром и высотой 30 мм. Образцы были исследованы на рентгеновском томографе и затем под электронным микроскопом. Затем образцы были помещены в технологические растворы на углеводородной основе с высокой и низкой минерализацией на 20 дней. После этого образцы были извлечены из растворов, высушены и снова изучены на томографе и электронном микроскопе. Ниже приведено сопоставление полученных данных.

1. Результаты сравнения объемной модели пустотного пространства образца до и после воздействия технологического раствора на основе карт объемного пустотного пространства, построенным по данным рентгеновской томографии.

Применен картографический способ изображения объемной трещиноватости образца с применением цветной гаммы зон разной трещиноватости (бурые и желтые тона - высокая трещиноватость, по данным накопленной раскрытости трещин, голубые и фиолетовые - низкая). Результатом воздействия на образец технологической жидкости с высокой минерализацией является заполнению участков повышенной трещиноватости новообразованным веществом, выпавшим из раствора, и тем самым к снижению объема пустотного пространства (Фиг. 1).

2. Результаты сравнения объемной модели пустотного пространства двух образцов до и после воздействия разных технологических растворов по данным рентгеновской томографии с применением расчетного способа (определения количества трещин разного диапазона раскрытости). С учетом предела чувствительности томографа замер раскрытости производился для трещин шириной более 25 мкм.

На примере образца №1 выявлено существенное снижение количества трещин в эксперименте с применением высокоминерализованного раствора. Обратный эффект зафиксирован в случае применения слабоминерализованного раствора (таблица).

При этом дополнительно получена информация о том, какой именно диапазон раскрытости трещин преобладает в образце до и после воздействия жидкости. В частности, в первом образце отмечено заметное сокращение количества наиболее крупных трещин, а во втором - увеличение количества трещин всех диапазонов крупности, но особенно наиболее крупных (свыше 200 мкм).

3. Результаты применения методов сканирующей электронной микроскопии для оценки изменений в образце после воздействия раствора.

Методами сканирующей электронной микроскопии определяются размерные параметры трещин (длина, ширина) размером менее 25 мкм, форма, взаимное расположение в породе (пересекающиеся, соприкасающиеся, разветвленные и т.д.). Кроме того, оцениваются другие типы пустот (поры, межзерновые межагрегатные, внутриагрегатные пустоты и т.д.),

Сравнение электронно-микроскопических снимков одного и того же участка до и после воздействия раствора дает наглядное представление о характере и степени этого воздействия на пустотное пространство породы (Фиг. 2).

Наиболее характерными результатами воздействия являются:

- выпадение новообразованного вещества из раствора на определенных участках (см. рис. 2 внизу - светлые участки);

- расширение или, наоборот, залечивание микротрещин;

- сгущение сети микротрещин за счет появления новых, соединения отдельных трещин в протяженные зоны трещиноватости,

- появление новых микропор,

- заполнение микропор новообразованным веществом раствора,

- появление зон растворения (карбонатного, сульфатного вещества, хлоридов, каолинита и др.) разной протяженности.

Литература

1. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 31 с.

2. Габузов Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. 1983 №9. С. 34-36.

3. Галкин С.В., Кривощеков С.Н., Козырев Н.Д., Кочнев А.А., Менгалиев А.Г Учет геомеханических свойств пласта при разработке многопластовых нефтяных месторождений // Записки Горного института. 2020. Т. 244, с. 408-417. DOI: 10.31897/PMI.2020.4.3.

4. Гаршина О.В., Д.А. Казаков, И.Л. Некрасова и др. Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения скважин // Нефтяное хозяйство. 2020. №6. С. 40-44.

5. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7, №3. С 1-12.

6. Жуковская ЕА., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика. 2008. №1. С. 25-27.

7. Мартюшев Д.А., Галкин С.В., Шелепов В.В. Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2019. №5, с. 44-52.

8. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001. 238 с.

9. Репина В.А., Галкин В.И., Галкин С.В. Применение комплексного учета петрофизических характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти) // Записки Горного института. 2018. Т. 231, с. 268-274. DOI. 10.25515/PMI.2018.3.268.

10. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // J. Petroleum Tech. 1977. No 6. P. 586-592.

11. Galkin S.V., Efimov A.A., Krivoshchekov S.N., Savitskiy Ya. V., Cherepanov S.S. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields // Russian Geology and Geophysics - 2015. - №5. - P. 782-792.

12. Efimov A.A., Galkin S.V., Savitckii Ia.V., Galkin V.I. Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data // Ecology, Environment and Conservation. 2015. Vol 21 (Nov. Suppl.). P. 79-85.

13. Galkin S.V., Kolychev I.J., Savitskiy Ya. V. Potentialities of investigation of reservoir hydrophobization by compilation of X-ray core tomography and lateral logging // Russian Geology and Geophysics - 2019. - №10. - P. 1496-1507.

14. Ketova Y.A.. Galkin S.V. Kolychev I.J. Evaluation and X-Ray tomography analysis of super-absorbent polymer for water management in high salinity mature reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 196, N. 107998. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107998

15. Seredin V., Khrulev A., Andreiko S., Galkin S. Possibilities for calculating the stress state of rocks during their uniaxial tension and compression // AIP Conference Proceedings. 2020. Vol 2216, N.020011. DOI: 10. 1063/5.0003676.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при проведении работ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Техническим результатом является повышение информативности исследования пор и трещин в образцах горных пород за счет обеспечения возможности оценить весь размерный спектр пустот и их изменение под влиянием внешних воздействий технологическим раствором для обеспечения оптимального выбора технического раствора для обработки пласта с целью повышения нефтеотдачи. Предложен способ выбора технологического раствора для повышения нефтеотдачи пластов, основанный на изучении кернового материала нефтяного месторождения, характеризующий тем, что выбирают наиболее характерные прослои геологического разреза по керну скважин, из которых выпиливают образцы размером 30х30 мм; производят фотографирование исходных образцов на цифровой камере для общей характеристики основных деталей структуры и вещественного состава; исследуют образцы на рентгеновском томографе с получением 2D-срезов и 3D-изображений; затем образцы помещают на столик сканирующего электронного микроскопа, сканируют поверхности, выбирают и фотографируют «опорные точки» - места сгущения трешин или пор. Далее образцы помещаются в раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживают в нем в течение 20 дней, затем вынимают их, просушивают и последовательно изучают в рентгеновском томографе и электронном микроскопе. Под электронным микроскопом исследуют участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определяют химический состав новообразований микрозондовым методом. Далее обрабатывают данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости до и после эксперимента, а также определяют количество трещин разного диапазона раскрытости. Данные электронной микроскопии обрабатывают путем сравнения изображений участков «опорных точек». Составляют таблицы химического состава новообразований. Затем составляют общее заключение по результатам экспериментов, и делается вывод о выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

1. Способ выбора технологического раствора для повышения нефтеотдачи пластов, основанный на изучении кернового материала нефтяного месторождения, характеризующий тем, что:

- выбирают наиболее характерные прослои геологического разреза по керну скважин, из которых выпиливают образцы размером 30х30 мм;

- производят фотографирование исходных образцов на цифровой камере для общей характеристики основных деталей структуры и вещественного состава;

- исследуют образцы на рентгеновском томографе марки Nikon Metrology XT H 225+180 LC с получением 2D-срезов и 3D-изображений;

- затем образцы помещают на столик сканирующего электронного микроскопа марки JSM 6390LV, сканируют поверхности, выбирают и фотографируют «опорные точки» - места сгущения трешин или пор;

- помещаются образцы в раствор с имитацией реального процесса в скважине и выдерживают в нем в течение 20 дней;

- образцы вынимают из раствора, просушивают и последовательно изучают в рентгеновском томографе и электронном микроскопе;

- под электронным микроскопом исследуют участки «опорных точек» с получением микрофотографий и определяют химический состав новообразований микрозондовым методом;

- обрабатывают данные рентгеновской томографии с построением карт трещиноватости до и после эксперимента, а также определяют количество трещин разного диапазона раскрытости;

- обрабатывают данные электронной микроскопии путем сравнения изображений участков «опорных точек», составляют таблицы химического состава новообразований;

- составляют общее заключение по результатам экспериментов, и делается вывод о выборе рабочей жидкости для данного нефтеносного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора используют водный раствор ПАВ, раствор полимеров, щелочные растворы или композиции химических реагентов или растворители, при этом выбор раствора для вытеснения нефти из пласта осуществляют на основе сравнения полученных данных для каждой жидкости.